页岩油是指以吸附或游离状态赋存于页岩层微小孔隙中的自生自储、连续分布的石油，是常规油气重要的接替资源。苏北盆地是在扬子地台古生界褶皱基底上发育起来的中、新生代盆地，面积3.28×10⁴ km²，具有“一隆两坳” 的构造特征。苏北盆地层泥页岩发育，有机质丰富，演化程度高，并在泥页岩中见到良好的油气显示，表明苏北盆地具有泥页岩油气成藏的地质条件，主要含油凹陷自西向东依次为金湖凹陷、高邮凹陷、溱潼凹陷和海安凹陷，页岩油有利区面积2 354 km²，资源量15.69×10⁸ t，具有较好的勘探开发潜力。

近年来，苏北盆地先后部署施工多口页岩油井，并取得了良好的钻探成果^[1–3]。随着苏北盆地页岩油开发力度的加大，页岩油水平井钻井周期长以及地层断层发育导致的井眼轨迹控制难度大、储层钻遇率低、井控风险高等问题也越来越突出^[4–6]。为此，笔者分析了苏北断块页岩油水平井钻井提速难点，从地质−工程协同优化井身结构及井眼轨道、分层提速、钻遇断层井眼轨迹控制、强化钻井参数、减摩降扭提速、强封堵白油基钻井液和防压窜安全钻井等方面入手，研究形成了苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术，并在5口页岩油水平井进行了应用，提速提效效果显著，支撑了苏北断块页岩油的高效开发。

1.   钻井提速技术难点分析

苏北盆地新生界地层发育齐全，自上而下依次为东台组、盐城组、三垛组、戴南组、阜宁组和泰州组等地层。盐城组胶结疏松，可钻性强，地层承压能力低，易发生缩径和井漏。戴南组硬脆性泥页岩易吸水膨胀而产生剥落掉块、垮塌。阜宁组暗色硬脆性泥页岩易吸水膨胀而产生周期性剥落掉块、垮塌。

苏北盆地阜二段沉积时期为湖湘沉积，自西向东水体逐渐变深，由浅湖亚相过渡为半深湖−深湖亚相，泥页岩厚度250～450 m，成熟度相对较高，横向分布稳定，是苏北盆地主要的烃源层，也是页岩油勘探的主要层系。阜二段根据沉积旋回、岩性组合、电性特性，阜二段纵向自上而下划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、 Ⅳ和V等5个亚段，分别为泥脖子、王八盖、七尖峰、四尖峰和山字形。页岩油水平井钻进过程中，主要存在以下钻井提速技术难点：

1）井身结构设计有待优化。表层套管下深浅，二开裸眼段长达3 800 m以上，同一开次岩性差异大，易造成钻头提前磨损，施工效率低。

2）井壁稳定性差。储层埋深3 500～3 900 m，纵向上存在多套压力系统，高低压互存，地层压力准确预测难，安全密度窗口窄，溢漏同层。阜宁组泥页岩破碎，高角度裂缝发育，七尖峰、四尖峰泥页岩垮塌导致井壁失稳问题突出。铜页1井设计钻井液密度1.20 kg/L，钻进过程中将钻井液密度提至1.55 kg/L才抑制住阜宁组垮塌。

3）井眼轨迹控制难度大。页岩油井采用“井工厂”模式，井口间距小，长直井段防斜打直难度大。水平段断裂带较多，地层小断层发育，倾角变化大，地层连续性差，优质储层钻遇率保障难度大。

4）井控风险高。阜二段地层油气活跃，地层压力系数高达1.36，且邻井大型压裂返排开采易沟通天然裂缝，导致压裂液侵入，造成水窜、油气窜，易发生井壁失稳、地层出水等风险。

2.   钻井提速关键技术

基于地质−工程一体化，进行了井身结构及井眼轨道优化、分层提速技术、钻遇断层井眼轨迹控制、强化参数钻井、减摩降扭提速、强封堵白油基钻井液、防压窜安全钻井等方面的技术研究，形成了苏北断块页岩油水平井钻井提速关键技术^[7–14]。

2.1   地质−工程协同优化井身结构及井眼轨道技术

基于地质工程提供的不同深度岩性、厚度、储层展布等参数，通过构造三维立体解释、断裂刻画，计算出开采目的层顶底界面埋深、油气水界面垂深等地质参数，为确定必封点及套管层次提供依据。针对苏北盆地页岩油井地层特点，对井身结构进行动态优化，减少套管下深，优化为表层套管、技术套管浅下的新三开制井身结构，从第一口花页1HF井下技术套管封固至阜宁组四尖峰地层，逐步优化为花页1−1HF井下技术套管封固至戴二段，确保完全封固三垛组不稳定地层，优化前后的井身结构见表1。保证一趟钻完成一开的同时，避免三垛组井段缩径，且减少了大尺寸井段长度，降低了下开次油基钻井液消耗量，有利于上部直井段提速打快，为提速提效奠定了有利基础。

表  1  苏北盆地页岩油水平井优化前后的井身结构

Table  1.  Casing program optimization of shale oil horizontal wells in Subei Basin

开次	优化前	优化后
导管		ϕ406.4 mm钻头×260 m
		ϕ339.7 mm导管×259 m （封固东台组）
一开	ϕ444.5 mm钻头×580 m	ϕ311.1 mm钻头×2 500 m
	ϕ339.7 mm套管×579 m （封固盐城组上部）	ϕ244.5 mm套管×2 498 m （封固戴南组上部）
二开	ϕ311.1 mm钻头×3 780 m	ϕ215.9 mm钻头×6 012 m
	ϕ244.5 mm套管×3 778 m （封固阜宁组四尖峰）	ϕ139.7 mm套管×6 010 m
三开	ϕ215.9 mm钻头×5 785 m
	ϕ139.7 mm套管×5 780 m

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采用低造斜率、低滑动钻进比、低摩阻扭矩的“二维+小三维”井眼轨道优化设计，提高井眼的光滑度、降低水平段摩阻扭矩，增加水平段延伸能力，井眼轨道优化效果见表2。常规水平井采用“直—增—稳—增—稳”五段制井身剖面；偏移距大的水平井优选“二维+小三维”井身剖面，小井斜走侧向位移，消除偏移距，再增斜扭方位。

表  2  苏北盆地页岩油水平井井眼轨道优化效果对比

Table  2.  Comparison of well trajectory optimization effects of shale oil horizontal wells in Subei Basin

剖面类型	井深/m	造斜点/m	定向段长度/m	摩阻/kN	扭矩/（kN·m）
常规三维	6 056	3 150	757	290～380	24.3
双二维	6 030	1 000	906	308～370	25.6
二维+小三维	6 012	2 550	743	286～360	24.6

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2.2   分层提速技术

苏北盆地盐城组、三垛组地层以软泥岩为主，地层可钻性较好。戴南组泥岩黏土矿物含量较高，一般在40%～70%，黏土矿物以伊/蒙混层为主，含量最高达80%，地层可钻性级值3～5。阜宁组泥页岩黏土矿物以伊利石为主，含量在24%～70%；其次是伊/蒙混层和绿泥石，含量分别在9%～41%与5%～45%，地层可钻性级值4～7。根据不同井段的特点和难度，以经济、适用为原则，差异化选择提速技术^[15–17]，实现一开一趟钻、二开三趟钻的提速目标。

一开ϕ311.1 mm直井段阜宁组以上地层总体可钻性好，但局部含砾石层，钻头选型需侧重攻击性及防泥包功能，以提高吃入性及破岩效率，优选五刀翼、前排三棱齿、后排锥形齿的强攻击性KS1652FGRY型钻头+等壁厚大扭矩螺杆+MWD预弯曲防斜打直钻具组合，同时采用强抑制、低黏切水基钻井液，以减弱压持效应，降低循环压耗，提高射流水力效能，提高大尺寸井段机械钻速。5口应用井直井段最大井斜角5.30°，最大水平位移44.83 m，防斜打直效果明显。

二开ϕ215.9 mm直井段及定向段主要为泥岩互层，优选强攻击性兼顾定向功能的高效定向KSD1652AGR型钻头+1.25°抗油等壁厚大扭矩螺杆+LWD地质导向钻具组合，动态监测井眼轨迹，以确保平稳入窗。KSD1652AGR型钻头为超短一体结构，深排屑槽，采用了阶梯保径设计和限制横向移动技术，以降低钻头径向、周向和轴向振动。等壁厚大扭矩螺杆钻具最大扭矩17 kN·m，输出转速96～193 r/min，使用寿命超过200 h。

水平井段钻头选型侧重于提高机械钻速，采用高效、长寿命FL1653JH型PDC钻头+1.50°无稳定器振荡螺杆（振动力5～15 kN，工作频率11～24 Hz）+抗高温FEWD地质导向钻具组合，不仅能保证机械钻速，而且FEWD仪器测量精度较高，通过精确控制井眼轨迹，保证水平段精准入靶及优质储层的钻遇率。振荡螺杆如图1所示。

图  1  振荡螺杆的基本结构

Figure  1.  Oscillating screw structure

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2.3   钻遇断层井眼轨迹控制技术

苏北盆地断层发育、倾角变化大，增大了判断“甜点”区和钻遇目的层的难度。通过深化地质工程一体化，采用精准建模、断层随钻预警等定−测−录−导一体化技术，在入井钻具组合中加入电阻率及伽马短节，精准判断地层岩性，预推断层范围及段距，优化钻具组合，以大井斜进入控制靶，井眼轨迹在控制靶后与地层保持有较大切角，保证地层快速有效识别。以复合稳斜不增过断层，减少钻进过程中井眼轨迹的调整次数，采用钻柱双向扭摆系统，以解决滑动钻进时的托压问题，提高导向施工效率，实现安全钻穿断层，确保储层的钻遇率。

2.4   强化钻井参数技术

苏北盆地储层特征复杂多变、地质条件相对复杂，钻井参数不当导致的水力功效不足、环空压耗高和岩屑上返困难等问题尤为突出。为提高钻井效率，采用分段强化参数钻井技术，在钻井参数选择上充分释放优越的机泵条件，在设备和工具能力满足要求的前提下，采用高钻压、高转速、大排量（见表3）。配置70DB全电动交流变频钻机、52MPa F−1600HL高压泵、DQ70BS型顶驱等设备，采用ϕ139.7 mm+ϕ127.0 mm复合钻杆提高水力参数，实现强化钻井参数钻进，提高水力破岩效果、机械破岩效率，从而提高机械钻速。

表  3  苏北盆地页岩油水平井分段强化钻井参数

Table  3.  Enhanced drilling parameters for shale oil horizontal wells segmentations in Subei Basin

井眼直径/mm	井段	钻压/kN	螺杆转速/（r·min−1）	排量/（L·s−1）	泵压/MPa
311.1		60～160	80	55～65	30
215.9	直井+造斜段	60～120	80	32～36	28
	造斜段	100～140	80	32～35	30
	水平段	100～140	80	32～35	35

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2.5   减摩降扭提速技术

针对页岩油水平井滑动钻进过程中摩阻扭矩高、工具面稳定性差、钻进时效低等问题，选用了钻柱双向扭摆系统^[7]。钻柱双向扭摆系统是一种新型滑动定向钻井辅助提速装置，主要包括扭摆主控箱、扭摆通讯箱等，在提高机械钻速的同时，可有效提高定向施工效果，避免前期井斜方位调整不到位而导致的优质页岩储层损失，以及由于井眼轨迹调整不到位被迫填井侧钻等情况的发生。

滑动钻进模式下，利用相关软件分析判断钻柱滑动钻进时的摩阻情况，利用顶驱（或转盘）旋转控制系统，按一定的扭矩限定值和扭转角度对钻柱交替施加适当的正扭力或反扭力，使钻柱在周向适当幅度内来回扭摆，变静摩擦为动摩擦，大幅度降低滑动钻进摩阻，减轻托压，提高定向施工效率。

2.6   强封堵白油基钻井液技术

苏北页岩油水平井阜宁组目的层泥页岩地层矿物组成差异性大，非均质性强，易剥落掉块；层理、微裂缝发育，微裂缝、微孔的压力传递及滤液侵入是目的层井壁失稳的主要机理^[18–21]。因此，水平段优选高效主辅乳化剂及封堵剂，形成了油水比为75∶25的强封堵白油基钻井液体系，实现地层封堵能力的提升，避免水相进入泥页岩裂缝，保证长水平段携砂性能和阜宁组破碎性泥页岩井壁的稳定性。白油基钻井液与常规钾基钻井液应用时的密度如表4所示。

表  4  白油基钻井液与常规钻井液密度的对比

Table  4.  Density comparison between white oil-based drilling fluid and conventional drilling fluid

井号	井深/m	钻井液体系	钻遇地层	实钻钻井液密度/（kg·L−1）	备注
花页1	3 810	钾基	E1f4—E1f1	1.58	密度最大降低0.18 kg/L
花页1HF	5 785	白油基	E1f2	1.39～1.40
花2侧	3 680	钾基	E1f1	1.48～1.50	密度最大降低0.15 kg/L
花2侧HF	4 650	白油基	E1f1	1.33～1.43

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同时，破乳电压保持在800 V以上，高温高压滤失量维持在2 mL，通过降低油水比减少白油的使用量，实现成本控制，达到降本增效的目的。应用表明，该体系具有破乳电压高、高温高压滤失量低、流变性好、抑制封堵防塌能力强和摩阻系数低的特点，白油基钻井液与常规钻井液摩阻扭矩对比见表5，各项性能满足水平段钻进、测井及下套管作业等要求，能解决井壁失稳的难题。

表  5  白油基钻井液与常规钻井液摩阻扭矩的对比

Table  5.  Comparison of drag and torque between white oil-based drilling fluid and conventional drilling fluid

钻井液	上提悬重/kN	下放悬重/kN	上提摩阻/kN	下放摩阻/kN	扭矩/（kN·m）
钾基钻井液	1680.0	1458.0	342.5	224.4	196.8
白油基钻井液	1200.0	1080.0	250.0	170.0	160.0

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配合使用负压振动筛，有效减少岩屑含油率，岩屑含液率较常规振动筛平均降低达4.15%，降低了油基钻井液损耗，实现了油基钻屑减量化，有效降低了白油及油基岩屑的处理费用。

2.7   防压窜安全钻井技术

部分施工井由于断层、蚂蚁体发育，施工井段易受邻井压裂返排影响出现压窜。根据微地震监测，花页1HF井第14段与花页1−1HF井的距离为108 m；花页4−1HF井B靶与花页3HF井压裂平面距离120 m，纵向上相差45 m，重叠段长度约140 m。施工过程中邻井压裂液窜入，造成水侵、溢流，提高钻井液密度压井后，开泵漏失，停泵再次溢流。针对此种现象，采用了双密度钻井液精细控压防压窜安全钻井技术，保证窄安全密度窗口安全施工。具体施工措施为：正常钻进循环时，科学控制钻井液密度，避免溢漏并存；起下钻时在直井段泵入高密度钻井液或气滞塞补偿井筒压力，并在起钻时主动开泵倒划，降低抽汲压力的影响，保持井筒微漏状态，避免压裂液侵入对油基钻井液造成污染。

3.   现场应用

苏北页岩油水平井钻井提速关键技术先后在花页3HF井、花页1−1HF井、花页5HF井、花页4−1HF井和花页4−2HF井等5口井进行了应用，应用井平均钻井周期38.74 d，平均机械钻速16.47 m/h，与首轮所钻井相比，平均钻井周期缩短了57.31%，平均机械钻速提高了129.07%（见表6）。

表  6  钻井提速关键技术的应用效果

Table  6.  Comparison of application effects of key technologies for drilling speed-up

井类型	井号	完钻井深/m	水平段长度/m	钻井周期/d	平均机械钻速/（m·h−1）
应用井	花页3HF	5 890	1 901	51.40	10.36
	花页5HF	5 393	1 637	50.77	15.96
	花页1−1HF	6 012	2 039	33.81	17.08
	花页4−1HF	5 143	1 599	28.20	19.60
	花页4−2HF	5 700	1 978	29.54	18.34
对比井	花页1HF	5 785	1 393	90.74	7.19

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花页4−1HF井通过采用分层提速技术，ϕ311.1 mm井段的机械钻速较首轮所钻井提高了531.4%，ϕ215.9 mm井段的机械钻速较首轮所钻井提高了175.6%，提速效果显著（见图2）。

图  2  分层提速技术应用效果

Figure  2.  Statistics of application effect of layered speed-up technology

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花页4−1HF井断层F2的断距109 m，断层F3的断距17 m；钻进时穿断层F2由IV亚段4小层底部进V亚段7小层底部，穿断层F3由V亚段7小层顶部进V亚段6小层顶部。水平段跨断层在IV亚段、V亚段穿行，钻进过程中控制过断层的井眼轨迹，配合地质卡层，实现甜点追踪，使用常规钻具组合安全钻穿3个断层，水平段长1 599.00 m，井底水平位移1 868.64 m，靶箱体钻遇率98.7%。

花页4−1HF井采用强化钻井参数钻进，ϕ311.1 mm井段机械钻速达48.74 m/h，比邻井相同钻头、相同井段提高了314.81%；ϕ215.9 mm井段机械钻速达14.83 m/h，相比邻井提高了185.19%（见图3）。

图  3  强化钻井参数提速效果

Figure  3.  Statistics of speed-up effect of enhanced parameter drilling technology

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花页4−1HF井3 755～5 393 m井段使用了扭摆系统，滑动钻进时工具面较稳定，且工具面调整速度相对较快，井下托压现象得到减少，提高了钻压传递效果和定向效率。滑动钻进机械钻速较上部未应用扭摆装置井段提高了64.23%，摩阻降低了57.14%，复合钻进扭矩降低了33.33%（见图4）。

图  4  减摩降扭提速技术提速效果

Figure  4.  Statistics of speed-up effect of friction and torquereduction for speed-up technology

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4.   结论与建议

1）针对苏北断块页岩油水平井钻井提速难点，开展了钻井提速关键技术研究，施工井平均钻井周期缩短了57.31%，平均机械钻速提高了129.07%，为后续该断块页岩油水平井施工积累了应用经验。

2）基于地质工程协同优化设计井身结构及井眼轨道技术，综合考虑了地质及钻井提速等各方面因素，既能提高储层钻遇率，又能降低井眼轨迹调整的幅度和频次，提高机械钻速。

3）苏北高邮凹陷、溱潼凹陷页岩油均存在目的层异常高压、裂缝断层发育、平台井压窜问题引起的安全密度窗口窄、溢漏转换频繁等难题，需进一步优化钻井液的封堵承压能力、推广精细控压安全钻井技术，实现苏北断块页岩油水平井井控安全、提速降本的目的。

4）苏北断块页岩油水平井钻井成本仍无法满足高油价下效益规模开发的要求，需进一步开展苏北断块页岩油低成本钻井技术攻关。